PERSPEKTYWY ROZWOJU TECHNOLOGII TURBIN GAZOWYCH ORAZ

BLOKÓW GAZOWO-PAROWYCH

Autor: Krzysztof Badyda

("Rynek Energii" - sierpień 2014)

Słowa kluczowe: energetyka cieplna, turbina gazowa, układy gazowo-parowe

Streszczenie. Przedstawiono informację o stanie rozwoju technologii turbin gazowych wielkiej mocy dla aplikacji energe-

tycznych ze szczególnym zwróceniem uwagi na postęp odnotowany w ostatnich latach. Zaprezentowano syntetyczne infor-

macje dotyczące rynku turbin gazowych oraz bloków gazowo-parowych typu Combined Cycle największej mocy, obecne

i przewidywane uwarunkowania emisyjne. Podano przykłady rozwiązań technologicznych będących odpowiedzią na pod-

stawowe wyzwania związane z rozwojem technologii oraz rynku turbin gazowych (wzrost parametrów czynnika roboczego,

oczekiwanie wysokiej elastyczności, w tym zdolności efektywnej pracy przy częściowym obciążeniu.

1. WPROWADZENIE

Siłownie z turbinami gazowymi, w szczególności układy gazowo-parowe należą do najszybciej rozwi-

jających się w świecie typów instalacji energetycznych. Jest to wynikiem bardzo szybkiego postępu

technologicznego umożliwiającego stosowanie coraz wyższych parametrów czynnika roboczego na

wylocie z komory spalania i coraz większych mocy jednostkowych. Postęp technologiczny uzyskany w

okresie ostatnich kilkudziesięciu lat odwzorowany został w prezentowanej poniżej tabl.1. Podczas gdy

w siłowniach parowych nie odnotowano w okresie od lat 60-tych do końca ubiegłego wieku istotnych

zmian, w turbinach gazowych nastąpiła praktycznie rewolucja technologiczna. Z maszyn o umiarkowa-

nej mocy i sprawności stały się one, szczególnie w układach gazowo-parowych, silnym konkurentem

„klasycznych” siłowni parowych. Ich rozwój stał się też jednym z istotnych stymulatorów do podjęcia

prac w kierunku uzyskania istotnego postępu w technologii siłowni parowych. Zaowocowało to zna-

czącym rozwojem siłowni na parametry nadkrytyczne, ostatnio zaś ultranadkrytyczne.

Podstawowymi wielkościami warunkującymi osiągi turbiny gazowej w obiegu prostym (przede wszyst-

kim sprawność cieplną oraz jednostkową moc wewnętrzną) są właśnie parametry czynnika roboczego

na wlocie turbiny (temperatura oraz ciśnienie). Stosowane tu wartości najwyższej temperatury czynnika

roboczego znacząco przewyższają analogiczne parametry charakterystyczne dla siłowni parowych

(tabl.1). Podwyższanie T3 limitowane jest poprzez:

ograniczenia wynikające z dopuszczalnej temperatury metalu ścianek (bariera materiałowa),

stopień rozwoju technologii chłodzenia najbardziej narażonych elementów omywanych przez spali-

ny w strefach najwyższej temperatury czynnika roboczego.

Tabela 1 Rozwój konstrukcji energetycznych turbin gazowych wielkiej mocy od lat 60-tych XX wieku

do chwili obecnej [1, 15]

Rok 1967 1972 1979 1990** 2000*** obecne****

(przyszłe)

Temperatura spalin na* wlocie, ºC 900 1010 1120 1260 1425

(1500)

1600

(1700)

Spręż 10,5 11 14 14,5 19-23 do ok. 35

Temperatura wylotowa spalin, ºC 430 480 530 580 590 650

Chłodzenie łopatek turbiny kierown.

(1)

kierown.

(1,2)

wirnik (1)

kierown.

(1,2)

wirnik (1,2)

kierown.

(1,2,3)

wirnik (1,2,3)

kierown.

(1,2,3)

wirnik (1,2,3)

kierown.

(1,2,3)

wirnik (1,2,3)

Zakres największych mocy, MW 5060 6080 70105 165240 165280 320470

Sprawność w obiegu prostym, % 29 31 34 36 39 41 (do 45)

Sprawność w ob. gazowo-parowym

(typu CC), % 43 46 49 53

58

(60) >61 (6265)

* Temperatura spalin przed pierwszym wieńcem wirnikowym (TIT, RIT),

** turbiny klasy F General Electric i Westinghouse, Siemens V84.3/V94.3 - ta sama klasa mocy i sprawności,

*** turbiny klasy H General Electric, klasy G Westinghouse, Siemens V84.3A/94.3A oraz ABB GT24/26 - ta sama osiągana

klasa mocy i sprawności,

**** turbiny klasy J (J+) Mitsubishi Heavy Industries Ltd. (MHI), GT24/26 Alstom, 7 i 9FB GE, klasa H Siemens, HA

General Electric.

Stan „nasycenia” osiągnięty w końcu ubiegłej dekady został przełamany w ostatnim okresie, co skutku-

je sygnalizowanym przez producentów turbin gazowych wielkiej mocy uzyskaniem wzrostu osiągów

oraz planami dalszego ich wzrostu. Zgodnie z zapowiedziami firmy Mitsubishi pierwszych 50-

herzowych aplikacji komercyjnych według najnowszej technologii „J” tego wytwórcy można spodzie-

wać się w roku 2014. Deklarowany poziom temperatury spalin za komorą spalania to 1600ºC. Jest on

traktowany jako przejściowy przed osiągnięciem kolejnej planowanej do osiągnięcia wartości granicz-

nej (1700ºC – za komorą spalania), stanowiącej poziom docelowy w realizowanym obecnie przez MHI

programie badawczym [2], [3].

Analogiczne prace prowadzone są przez pozostałe koncerny aktywne w tworzeniu postępu technolo-

gicznego w zakresie turbin gazowych (przede wszystkim GE, Siemens oraz Alstom). GE przedstawiło

w ostatnim czasie swoją nową technologię FlexEfficiency, umożliwiającą przekroczenie bariery 60%

sprawności w układzie gazowo-parowym opartym na turbinie gazowej klasy F (seria 7FB oraz 9FB).

Ścieżkę rozwoju swoich turbin klasy F zaprezentowała w [5] firma Mitsubishi. Siemens reklamuje

swój blok gazowo-parowy z turbiną klasy H jako najsprawniejszy na świecie. Alstom dokonał dwóch

kolejnych modernizacji swojego „flagowego” modelu GT24/26 podnosząc sprawność bloku kondensa-

cyjnego do poziomu powyżej 61%. Kolejnym krokiem GE jest zasygnalizowany ostatnio postęp w

rozwoju technologii H. Rozwój nowej jej generacji HA [6] związany jest z planowaną na rok 2014 we-

ryfikacją w próbach finalnej konstrukcji aplikacji 50-Herzowej, zaś w roku następnym 60-Herzowej. W

obu przypadkach sprawność w obiegu prostym turbiny deklarowana jest na poziomie 41.5%, zaś w

układzie gazowo-parowym – na ponad 61%.

2. STAN OBECNY I PERSPEKTYWY ROZWOJU TECHNOLOGII TURBIN GAZOWYCH

WIELKIEJ MOCY

Docelowy poziom sprawności układu gazowo-parowego na bazie kolejnej generacji turbin gazowych

MHI ma się znaleźć w przedziale do około 65% (rys.1, tabl.1). Postęp technologiczny pozwala na po-

większanie mocy jednostkowej turbin gazowych kolejnych generacji, tym samym na wzrost mocy bu-

dowanej na ich bazie układów gazowo-parowych. Już obecnie możliwe jest uzyskanie w konfiguracji

z jedną turbiną gazową kondensacyjnego bloku gazowo-parowego o mocy sięgającej granicy 700 MW.

Obok prac nad kolejnymi generacjami turbin gazowych w czołowych wytwórniach równolegle prowa-

dzone są również działania nad doskonaleniem generacji wcześniej wdrożonych. Tu również uzyskuje

się istotną poprawę osiągów, w tym sprawności w obiegu prostym oraz kombinowanym. Doskonałym

przykładem ilustrującym ten postęp jest rozwój technologii F turbin gazowych General Elecric (tabl.2,

tabl.3 oraz rys.3). Technologia, wprowadzona na przełomie lat 80-tych i 90-tych jest wciąż rozwijana.

Podwyższane są parametry przed turbiną gazową, doskonalona struktura bloku gazowo-parowego, a w

konsekwencji rośnie także sprawność bloków gazowo-parowych zasilanych przez te turbiny. Dzięki

temu różnica sprawności w stosunku do rozwijanej przez GE równolegle od roku 1992 technologii H

została praktycznie zniwelowana w nowej technologii klasy F (FlexEfficiency). Oficjalne włączenie

technologii H do oferty GE miało miejsce w roku 1997 [7] lub 1995 [9] . Wdrożenie od koncepcji do

uruchomienia zajęło okres 10 lat. Listę referencji otwiera tu elektrownia Baglan Bay (2003) w Wielkiej

Brytanii (Walia), w roku 2006 rozpoczęto dostawy wyposażenia do wyposażonej w 3 bloki S109H

elektrowni TEPCO Futtsu 4. Liczba pracujących obecnie bloków gazowo-parowych jest jeszcze bardzo

ograniczona, przedmiotem oferty GE jest przede wszystkim najnowsza wersja technologii F (a więc z

chłodzeniem powietrzem) w instalacjach FlexEfficiency [1], [8].

W ostatnich miesiącach GE zasygnalizowało kolejny krok w rozwoju technologii H (technologia HA –

wzrost mocy bloku do poziomu 600-700 MW oraz sprawności powyżej 61%) [6].

1000 1200 1400 1600 1800 2000

Temperatura - TIT [°C]

40

45

50

55

60

65

Sp

raw

ność

[%

]

D Type

F Type

G Type

J Type

Turbina klasy 1700°C

Rys.1. Oczekiwana sprawność netto układu gazowo-parowego w funkcji temperatury spalin przed turbiną gazową [2] na tle

wdrożonych technologii. Symbole zaznaczone na rysunku zgodne z klasyfikacją wewnętrzną firmy Mitsubishi

Podstawową różnicą pomiędzy technologią F oraz H (według GE) było początkowo wprowadzenie

chłodzenia parowego w obrębie elementów narażonych na wpływ najwyższej temperatury (rękaw - tzw.

transition piece oraz pierwsza kierownica). Podobne rozwiązanie zastosowano w technologii G oraz J

firmy Mitsubishi. Podniesienie temperatury w obrębie komory spalania wspierane jest dodatkowo efek-

tami intensywniejszego chłodzenia najbardziej narażonych elementów, co pozwala na uzyskanie wyso-

kiej sprawności przy utrzymaniu tego samego poziomu emisji NOx.

Tendencje rozwojowe maksymalnej temperatury czynnika roboczego w turbinach gazowych można

prześledzić na rys.2. Od roku 1950 przyrost temperatury dopuszczalnej materiału łopatek wirnikowych

wynosił średniorocznie około 10°C na rok. Rozwój technologii materiałowej dotyczący metod obróbki

oraz kształtowania składu chemicznego prowadzi co prawda do wzrostu kosztów, ale zwracają się one

dzięki podwyższaniu sprawności i wzrostowi koncentracji mocy. Do lat 70-tych postęp osiągany był

głównie poprzez wzrost temperatury dopuszczalnej metalu. Od chwili wprowadzenia chłodzenia po-

wietrznego podwyższanie temperatury dolotowej spalin zaczęto osiągać głównie tą drogą. Od osiągnię-

cia granicy temperatury ścianki (około 870ºC) głównym ogranicznikiem stała się korozja wysokotem-

peraturowa. Było to impulsem do wprowadzenia pokryć ochronnych elementów turbin gazowych pra-

cujących w strefach najwyższej temperatury. Zaawansowane technologie chłodzenia stały się, obok

poprawy technologii obróbki materiałów, głównymi czynnikami pozwalającymi na dalszy wzrost tem-

peratury spalin dolotowych w oraz po latach 80-tych.

1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020

Rok

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Tem

per

atu

ra [

oC

]

Temperatura metalu

Temperatura przed turbiną (RIT)

Chłodzenie

błonowe

TBC

Rys.2. Wzrost temperatury spalin oraz materiału łopatek w turbinach gazowych

od połowy XX wieku oraz perspektywy jej dalszego wzrostu w najbliższych latach [4]

Należy zaznaczyć, że oznaczenie klasy technologii u poszczególnych wytwórców nie musi oznaczać

dokładnie tej samej klasy rozwiązań, zaś poziom temperatury dolotowej do turbiny gazowej w tzw. kla-

sie F (kojarzonej początkowo z poziomem około 1300ºC) ulega zmianom w czasie, wraz z rozwojem

technologii (rys.3). Dodatkowo, poszczególni producenci temperaturę dolotową do turbiny (domyślnie

najwyższą w obiegu) definiują w różny sposób. Na przykład MHI definiuje ją jako temperaturę przed

pierwszym wieńcem kierowniczym (Turbine Inlet Temperature), zaś GE jako temperaturę przed pierw-

szym wieńcem wirnika (Rotor Inlet Temperature, Firing Temperature). Niektórzy wytwórcy stosowali

również definicję ISO sprowadzającą wartość temperatury referencyjnej do wyniku obliczeń teoretycz-

nej temperatury wylotowej spalin z komory spalania (bez uwzględnienia poboru powietrza za sprężarką

na potrzeby chłodzenia). Różnice przekraczać mogą 100ºC.

63

61

59

57

55

53

51

1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2008 20102006 2012 2014

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

ROK

SP

RA

WN

OŚ

Ć N

ET

TO

C

C

[%]

TE

MP

ER

AT

UR

A (

RIT

) [

C]

Temperatura

Sprawność netto7FA+e

7FB / 9FB

O

9F 9FA 9FA+e9F 9FB.01

7FB1370+ C

O

7FA+e1327 CO

7FA+1316+ C

O

7FA+1316+ C

7FA1287 C

7F1260 C OO

1.2 x1.2 x

9FB.03 9FB.05

7FA.01-.04 7FA.05

Rys.3. Rozwój historyczny technologii klasy F turbin gazowych General Electric,

wzrost sprawności oraz temperatury spalin (Firing Temperature).

Uwaga, oznaczenia klasy turbin 9F nie są zgodne z zastosowanymi oznaczeniami serii w tab.2 i tab.3

3. RYNEK TURBIN GAZOWYCH ORAZ BLOKÓW GAZOWO-PAROWYCH WIELKIEJ

MOCY

Rynek wytwórców dużych turbin gazowych zdominowany jest przez General Electric (GE). Firma,

w prezentowanym na rys.4 okresie lat 2003-2012 miała udział powyżej 40%, niekiedy (na przykład

w roku 2004) przekraczając nawet 50%. Drugą na rynku pozycję wśród wytwórców turbin gazowych

zajmuje Siemens Energy, z udziałem okresowo zbliżającym się do 40%. Tradycje technologiczne wy-

wodzą się tu zarówno z Niemiec (KWU) jak i USA (po przejęciu w tym zakresie technologii firmy We-

stinghouse). Obie firmy kontrolują od lat około 70-80% rynku dużych turbin gazowych. Alstom, bazu-

jąc na technologii przejętej od ABB plasuje się na zmianę z Mitsubishi Heavy Industries (MHI) na

trzeciej pozycji wśród liderów, przy czym w ostatnich latach MHI zdecydowanie pozostaje trzecim gra-

czem w świecie. Udział wszystkich pozostałych firm z sektora turbin lotniczopochodnych oraz stacjo-

narnych łącznie, zależnie od roku, zamyka się w granicach od około 5 do 12% zamówień. Od roku 2010

GE, Siemens oraz Mitsubishi uzyskują zamówienia na turbiny o mocy przekraczającej 85% całości ma-

szyn powyżej 10 MW.

-5000

5000

15000

25000

35000

45000

55000

65000

75000

85000

MW

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Rok

GE S/W AP MHI Inni

Rys.4. Podział rynku turbin gazowych o mocy powyżej 10 MW pomiędzy producentów,

lata 2003 2012: GE- General Electric, S/W – Siemens (Westinghouse), AP – Alstom, MHI – Mitsubishi

Wymieniona czwórka zamyka w praktyce światową listę producentów turbin gazowych wielkiej mocy,

zdolnych do opracowania własnej konstrukcji maszyn. Listę wytwórców mogących zaoferować naj-

większe turbiny gazowe uzupełniają jeszcze koncerny produkujące te maszyny w oparciu o licencje.

Obecnie na rynku w grupie tej znajdują się: Ansaldo (Włochy) – licencja Siemensa (rozwijana na tej

bazie własna ścieżka rozwoju), Bharat Heavy Electricals (BHE, Indie) – licencja GE oraz Hitachi (Ja-

ponia) – licencja GE. W przypadku licencjobiorców GE ich aktywność ograniczona jest do rynków nie

obejmujących Europy. Hitachi wycofało się w ostatnim okresie z oferowania turbin gazowych najwięk-

szej mocy, było to przypuszczalnie związane z przygotowaniami do fuzji z Mitsubishi. Dodatkowym

bodźcem do zmiany udziału głównych graczy w rynku oraz liczby tych graczy stanie się zapewne prze-

jęcie segmentu energetycznego firmy Alstom przez GE.

W przypadku bloków gazowo-parowych w grę wchodzi dodatkowo możliwość realizacji przez firmy

kompletujące dostawy w oparciu o turbinę gazową pochodzącą od jednego z wymienionych wytwór-

ców oraz pozostałe komponenty bloku z innych źródeł. Przykładem jest Abener, firma realizująca w

Polsce budowę bloku gazowo-parowego w Elektrowni Stalowa Wola.

W tabl.2 przedstawiono listę turbin gazowych o mocy przekraczającej 250 MW, oferowanych obecnie

na świecie [1], [6] dla zastosowań w aplikacjach 50-Herzowych (prędkość obrotowa wirnika 3000 ob-

r/min). Jak widać, grupa oferowanych modeli to zaledwie 14, wytwórców jest sześciu. Po wyłączeniu

z listy wytwórcy indyjskiego (BHE) nie pozostającego do dyspozycji w warunkach europejskich pozo-

staje 12 modeli turbin. Na liście [1] nie było jeszcze turbin HA z oferty GE.

Uwagę zwraca, że praktycznie wszyscy wytwórcy turbin gazowych wielkiej mocy oferują obecnie roz-

wiązanie umożliwiające uzyskanie w klasie F sprawności w obiegu prostym na poziomie zbliżonym do

40% (warunki nominalne).

Okolicznością wymagającą podkreślenia jest wartość sprężu, rzutująca na warunki zasilania gazem.

W przypadku wszystkich turbin gazowych zestawionych w tabl.2, poza GT26, ciśnienie w komorze

spalania nie przekracza 2,3 MPa. Jedynie turbina GT26 pracuje przy znacząco wyższym sprężu, co jest

między innymi wynikiem zastosowania spalania sekwencyjnego.

Tabela 2 Turbiny gazowe wielkiej mocy (według GTW 2013 [1] - aplikacje 50 Hz)

Wytwórca Model Rok

intro

Moc,

MW

Sprawność,

%

Stos. Ciśn. Str. Spalin,

kg/s

Temp. spalin

wyl., ºC

Alstom GT26 2011 326 40,3 35 692,2 603

Ansaldo AE94.3A 1995 310 39,8 19,5 749,8 576

BHE PG9351(FA) 1996 260,1 37,5 16,7 648,6 598

BHE PG9371(FB) 2004 297 38,9 18,3 644,1 640

GE 9F seria 3 1996 261,284 37,2 16,7 665,4 598

GE 9F seria 5 2003 298,174 38,5 18,4 666,8 642

GE 9F seria 7 2011 339,366 39,9 19,7 743,9 627

GE 9HA.01/02 2011/14 397/470 41,5 21,8 863/953 619

MHI M701F4 1992 324,3 39,9 18 712,1 592

MHI M701G2 1997 334 39,5 21 737,1 587

MHI M701F5 1992 359 40 21 712,1 611

MHI M701J 2014 470 41 23 861,8 638

Siemens SGT-4000F 1995 295 39,8 18,8 692,2 586

Siemens SGT-8000H 2008 375 40 19,2 829,2 627

Większość spośród modeli turbin gazowych prezentowanych w tabl.2 wprowadzono na rynek w okresie

ostatnich czterech lat (GT26 - 2011, AE94.3A, 9F seria 5, 9F seria 7, M701J). Szereg spośród turbin

poddano w okresie ostatnich lat modernizacji umożliwiającej podwyższenie mocy, sprawności czy po-

prawę elastyczności. Szereg z tych modyfikacji miało miejsce w ostatnim, 2013 roku. Dotyczy to na

przykład turbiny GT26, gdzie modernizacja doprowadziła, w porównaniu do rozwiązania z roku 2011

do podwyższenia mocy o około 30MW (z 296,4 do 326 MW), podwyższenia sprawności o 0,7 punktu

procentowego (z 39,6 do 40,3%), czy turbiny SGT5-4000F Siemensa, gdzie moc podwyższono o 6 MW

(z 289 do 295), zaś sprawność uległa podwyższeniu o około 0,3 punktu procentowego.

W tabl.3 zestawiono, według [1] oferowane przez koncerny produkujące turbiny gazowe wielkiej mocy

modele (kondensacyjnych) bloków gazowo-parowych w układzie z jedną turbiną gazową, przeznaczone

dla aplikacji 50-Herzowych. Również w tym przypadku lista jest bardzo krótka. W zasadzie do każdego

z modeli turbiny gazowej prezentowanego w tab.2 przyporządkowany jest jeden standardowy blok ga-

zowo-parowy. Osiągi nominalne dla konfiguracji opartej na dwuwałowej, bądź jednowałowej konfigu-

racji bloku są zbliżone. Należy podkreślić brak bloków ciepłowniczych w ofertach standardowych. Ry-

nek takich aplikacji jest w świecie stosunkowo nieduży, występuje też istotne zróżnicowanie konfigura-

cji części parowej w zależności od potrzeb technologicznych. W warunkach krajowych, ze względów

ekonomicznych, w grę wchodzą praktycznie tylko realizacje bloków kogeneracyjnych.

Praktycznie wszystkie prezentowane w tabl.3 bloki gazowo-parowe oparte są na generacji pary na

trzech poziomach ciśnienia oraz przegrzewie wtórnym pary za częścią WP. Dane zestawione w tabl.3

dotyczą jednostek przystosowanych do spalania (wysokometanowego) gazu ziemnego, bez dopalania w

(wieloprężnym) kotle odzysknicowym, bez komina obejściowego („gorącego”), z kondensacyjną, wie-

loprężną turbiną parową i standardowym wyposażeniem. Turbiny gazowe wchodzące w skład instalacji

wyposażone są z reguły w układ spalania niskoemisyjnego (dry low NOx).

Tabela 3 Układy gazowo-parowe - kondensacyjne według GTW 2013 [1]. Konfiguracja z jedną turbiną gazową, aplikacje

50 Hz

Wytwórca Model Rok

intro

Moc

netto, MW

Spr.,

%

Ciśn. w

kond., bar

Moc TG,

MW

Moc TP,

MW T-na gaz

Alstom KA26-1 2011 467 59,5 GT26

Ansaldo 1AE943-CC1M 1995 456,4 58,9 306 157,9 AE94.3A

BHE CC109FA 2003 394,9 56,9 258,7 141,5 MS9001FA

BHE CC109FB 2012 452,6 59,2 295,3 164 MS9001FB

GE 9F seria 3 1994 397,104 57,2 0,041 259,8 142,419 9FA

GE 9F seria 5 2003 454,094 59,3 0,041 295,55 164,638 9FB

GE 9F seria 7 2011 512,037 61 0,041 338,7 180,173 FE50

GE 9HA.01/02 2011/14 592/701 61,4 0,041 394.472/467.008 205.191/242.922 9HA.01/02

MHI MPCP1 (M701F4) 1992 477,9 60 0,051 319,9 158 M701F4

MHI MPCP1 (M701F5) 1992 525 61 0,051 354 171 M701F5

MHI MPCP1(M701G) 1997 498 59,3 0,051 325,7 172,3 M701G2

MHI MPCP1(M701J) 2014 680 61,7 0,051 463 217 M701J

Siemens SCC5-4000F1S 1995 431 58,7 289 138 SGT5-4000F

Siemens SCC5-8000H1S 2009 570 60 375 195 SGT5-8000H

Należy w tym miejscu podkreślić, że przy współczesnym stanie techniki brak jest praktycznie możliwo-

ści indywidualnego dostosowania turbiny gazowej do potrzeb odbiorcy (poza przystosowaniem ich do

spalania specyficznych paliw). Istnieje możliwość indywidualnego doboru turbiny oraz rozwiązania

technologicznego części parowej do wybieranej w oparciu o dane katalogowe turbiny gazowej.

Ewolucja sprawności bloków gazowo-parowych (rys.5) jest wynikiem poprawy osiągów nowych kon-

strukcji turbin gazowych jak i parowych. Dodatkowo, wszyscy wytwórcy od pewnego czasu zunifiko-

wali praktycznie rozwiązania części parowej (układ trójprężny). Jak można stwierdzić na podstawie

rys.5 skutkuje to znaczącym zmniejszeniem „rozrzutu” sprawności dla bloków oferowanych w roku

2013 w stosunku do wcześniejszych (lata 2001 oraz 2007 na rysunku). W szczególności dotyczy to

przedziału mocy 400÷600 MW.

35

40

45

50

55

60

65

0 200 400 600 800 1000 1200

Moc [MW]

Sp

raw

no

ść

[%

]

Sprawność

Sprawność_2007

Sprawność_2001

Trend sprawności

Trend sprawności 2007

Trend sprawności 2001

Rys.5. Sprawność bloków gazowo-parowych w pełnym zakresie oferowanej w świecie mocy.

Dane ilustrujące stan na rok 2013 według [1], dane dotyczące lat wcześniejszych według [9] oraz [10]

4. OGRANICZENIA EMISYJNE DLA TURBIN GAZOWYCH I BLOKÓW GAZOWO-

PAROWYCH

Standardy emisyjne odnoszące się do turbin gazowych wprowadzone w krajowych rozporządzeniach

emisyjnych zostały zaczerpnięte z wymogów sformułowanych w dyrektywie 80. W odniesieniu do gazu

ziemnego jako najczęściej stosowanego paliwa są one równe (standardowo, według [12]:

12 mg/m3 w odniesieniu do związków siarki,

50 mg/m3 w odniesieniu do tlenków azotu (instalacje o mocy 50 MW i wyższej),

5 mg/m3 w odniesieniu do pyłu oraz

100 mg/m3 w odniesieniu do tlenku węgla.

Zgodnie z zapisami Dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych [11] przedmiotem ograniczeń są: emi-

sja NOx oraz CO. Dla instalacji „nowych”, oddanych do eksploatacji po dniu 7 stycznia 2014, lub takich

które uzyskały pozwolenie po dniu 13 stycznia 2013, wymagany poziom emisji jest równy:

50 mg/m3 dla NOx,

100 mg/m3 dla CO.

Jako istotne należy dodać, że dla turbin gazowych (włącznie z układami gazowo-parowymi) powyższe

wielkości dopuszczalne emisji stosuje się jedynie powyżej 70% obciążenia.

W przyszłości należy się liczyć z wdrożeniem zaostrzenia (doprecyzowania) wymogów emisyjnych dla

tych obiektów, zgodnie z przewidywanymi do wprowadzenia jako obligatoryjne konkluzjami BAT,

które zostały przedstawione w tabl.4. Zestawienie pochodzi z propozycji dokumentu referencyjnego

(BREF), który jest obecnie przedmiotem uzgodnień i dyskusji na poziomie krajów unijnych. Należy się

liczyć, że propozycje te staną się obowiązującym prawem, poprzez publikację konkluzji w Dzienniku

Urzędowym Unii Europejskiej. Data ewentualnego wdrożenia oraz finalna wersja BREF, a więc także

konkluzji, nie jest jeszcze znana (choć najczęściej wymienianą datą wejścia w życie jest rok 2019). Nie-

zależnie od terminu należy brać pod uwagę konieczność dotrzymania tych regulacji przez przewidywa-

ną do zbudowania instalację katalitycznego usuwania tlenków azotu (SCR), co najmniej w wyniku

zmiany przepisów w trakcie jej eksploatacji.

Tabela 4 Powiązane z BAT poziomy emisji NOX i CO do atmosfery ze spalania gazu ziemnego w blokach gazowowo-

parowych (według propozycji BREF [13])

Typ bloku z turbiną gazową BAT-AEL (mg/Nm

3) Częstotliwość monitoro-

wania NOX (średnia dobo-

wa)

NOX (średnia rocz-

na)

CO (średnia rocz-

na) Nowe dwupaliwowe CCGT- Tryb

gazu ziemnego 15 - 25 9 – 20 1 – 5

Ciągłe

pomiary

Istniejące dwupaliwowe CCGT -

Tryb gazu ziemnego 15 – 55 10 – 50 1 – 50

Ciągłe

pomiary

Nowe jednopaliwowe CCGT

> 600 MWth 18 – 35 10 – 25 1 – 15

Ciągłe

pomiary

Istniejące jednopaliwowe CCGT >

600 MWth 18 – 50 10 – 35 1 – 30

Ciągłe

pomiary

Nowe jednopaliwowe CCGT

50 – 600 MWth 15 – 35 10 – 25 1 – 15

Ciągłe

pomiary

Istniejące jednopaliwowe CCGT

50 - 600 MWth z wykorzystaniem

paliwa <75%

35 – 55 10 – 45 1 – 15 Ciągłe

pomiary

Istniejące jednopaliwowe CCGT

50 - 600 MWth z wykorzystaniem

paliwa> 75%

35 – 85 25 – 75 1 – 30 Ciągłe

pomiary

(1) Wyższe zakresy są osiągane, gdy instalacje pracują w trybie szczytowym.

(2) Dolny koniec zakresu NOX można osiągnąć dzięki iniekcji wody lub suchym palnikom o niskiej emisji.

Zgodnie z propozycją zawartą w nowym BREF powiązane z BAT poziomy emisji dla pozostałości NH3

w przypadku stosowania SCR wynoszą mniej niż 3 mg/Nm3 średniej rocznej w oparciu o ciągły po-

miar.

Dotrzymanie poziomu wymaganej emisji tlenków azotu oraz tlenków węgla prowadzone jest w turbi-

nach gazowych trzema podstawowymi sposobami:

poprzez wprowadzenie do strefy spalania konwencjonalnego (z płomieniem dyfuzyjnym) palnika

substancji - najczęściej wody lub pary wodnej, niekiedy azotu;

przez kształtowanie procesu spalania tak, by ograniczyć tworzenie się substancji szkodliwych, ta

wprowadzona nieco później do praktyki grupa technologii określana jest często, dla odróżnienia od

poprzedniej, mianem “Dry Low NOx”;

przez katalityczne oczyszczanie spalin (głównie z NOx i CO) - stosowane z reguły w połączeniu

z pozostałymi grupami metod w przypadku bardzo surowych ograniczeń emisyjnych.

Producenci turbin gazowych wielkiej mocy zazwyczaj wskazują na możliwość utrzymania wskazanych

powyżej standardów emisyjnych w zakresie około 50÷100% obciążenia. Niekiedy zakres ten jest nieco

poszerzony.

Istotnym problemem jest dotrzymanie niskiej emisji NOx oraz CO wraz z postępem technologicznym,

przede wszystkim wraz z podnoszeniem sprawności, co się przekłada na konieczność podnoszenia pa-

rametrów przed turbiną (temperatury, a w konsekwencji również ciśnienia czynnika roboczego). Wzrost

temperatury przed turbiną oznacza zmniejszenie rezerwy powietrza możliwej do wykorzystania na

chłodzenie, zapotrzebowanie na dodatkowy strumień powietrza chłodzącego zaś zwiększa się wraz ze

wzrostem temperatury procesu. Techniki spalania niskoemisyjnego wymuszać mogą dodatkowy wzrost

zapotrzebowania na powietrze do spalania, którego strumień musi być precyzyjnie rozdzielany na kilka

części, w tym przynajmniej część procesu polega zwykle na spalaniu mieszanek ubogich.

Turbinaparowa

KS

P

TG

G

Powietrzez zewnątrz

Recyrkulacjaspalin

Komin

S

Kocioł odzysknicowy

+ DENOX

Obniżonazaw. tlenu

Rys. 6. Turbina gazowa Mitsubishi, rozwiązanie proponowane dla temperatury spalin (TIT) 1700ºC.

Wykorzystanie recyrkulacji spalin w celu uzyskania niskiej generacji NOx – według [2]

Na rys.6 przedstawiono schemat koncepcji układu mającego zapewnić odpowiednio niską emisję tlen-

ków azotu w rozwijanej przez firmę Mitsubishi konstrukcji turbiny gazowej kolejnej generacji (tempe-

ratura spalin dolotowych 1700ºC – patrz rys.1). Zaproponowano tu układ recyrkulacji spalin określany

symbolem EGR (od Exhaust Gas Recirculation). W rozwiązaniu tym spaliny wylotowe z turbiny mie-

szane są z powietrzem dolotowym do sprężarki, która w tej konfiguracji staje się sprężarką mieszaniny

powietrza i spalin. Dla zapewnienia odpowiednio niskiej emisji tlenków azotu na wylocie z turbiny

przewiduje się zastosowanie recyrkulacji spalin na poziomie 26%. Dzięki temu zapewnione ma zostać

obniżenie podaży tlenu w strefie najwyższych temperatur w komorze spalania. Wyniki prezentowane w

[2] uzyskano na drodze symulacji numerycznej oraz testów laboratoryjnych, przy założonym poziomie

koncentracji NOx w spalinach wylotowych w granicach 50 ppm (albo około 100 mg/m3) w przeliczeniu

na zawartość 15% tlenu. Wspomniany poziom recyrkulacji spalin przekłada się na objętościową zawar-

tość tlenu w mieszaninie powietrza i spalin dostarczanych do sprężarki, a za jej pośrednictwem do ko-

mory spalania na poziomie 17%.

5. PRACA TURBIN GAZOWYCH W WARUNKACH ZMIENNEGO OBCIĄŻENIA

Tradycyjnie stosowanym w stacjonarnych turbinach gazowych wielkiej mocy jest tzw. układ jednowa-

łowy, w którym sprężarka powietrza tłocząca powietrze do komory spalania napędzana jest przez zwią-

zaną z nią na wspólnym wale turbinę, zasilaną spalinami ze wspomnianej komory. W turbinach energe-

tycznych dodatkowym ograniczeniem jest narzucenie w trakcie pracy stałej prędkości obrotowej wirni-

ka, co wynika ze współpracy z prądnicą synchroniczną (generatorem).

Typowy przebieg podstawowych wielkości charakteryzujących osiągi układu jednowałowego starszej

generacji w funkcji obciążenia zestawiono na rys.7. Zauważalne jest, że obciążeniu częściowemu towa-

rzyszy obniżenie wszystkich parametrów układu, oprócz strumienia masy powietrza (i spalin), który

nieco wzrasta. Obniżenie mocy układu następuje tu kosztem obniżenia parametrów czynnika, praktycz-

nie bez możliwości zmiany jego ilości (regulacja jakościowa). Maleje przy tym efektywność obiegu

cieplnego i dlatego klasyczny układ jednowałowy charakteryzuje się znacznym spadkiem sprawności

przy zmniejszeniu obciążenia. Określa to tradycyjny zakres zastosowań takiego układu do pracy z ob-

ciążeniem bliskim obliczeniowemu.

Rys.7. Przykładowe charakterystyki turbiny gazowej starszej generacji w układzie jednowałowym. Kreska nad symbolami

wielkości oznacza wartość względną, odniesioną do wartości w warunkach obliczeniowych: GT strumień masy spalin do

turbiny, N moc turbiny, ΠK spręż sprężarki, T3 temperatura spalin przed turbiną, ηc sprawność sprężarki

Jednym z dążeń konstruktorów współczesnych turbin gazowych wielkiej mocy jest modyfikacja charak-

terystyk komponentów turbozespołu gazowego (w szczególności sprężarki oraz turbiny) zmierzająca do

uzyskania możliwie płaskich charakterystyk układu. Podejście kompleksowe oparte jest dodatkowo na

poszukiwaniu płaskich charakterystyk układu gazowo-parowego jako całości. Poprawę sprawności w

omawianym wcześniej podejściu FlexEfficiency uzyskano między innymi dzięki przyspieszeniu rozru-

chów, prowadzącemu do poprawy średniorocznego obciążenia bloku [8], [17].

Rys.8. Charakterystyka sprawności bloku gazowo-parowego w funkcji obciążenia na tle przykładowej

charakterystyki sprawności turbiny gazowej (elektrownia z turbiną gazową pracująca w cyklu prostym): A – standardowy

przebieg sprawności bloku gazowo-parowego, B – przebieg charakterystyki dla bloku wyposażonego w turbinę z dopala-

niem

Drugim istotnym czynnikiem jest rozwijanie przez wszystkich producentów turbin gazowych wielkiej

mocy konstrukcji sprężarki poprzez wprowadzenie większej, niż dotychczas liczby stopni z obrotowymi

łopatkami kierowniczymi. oraz przestrzennym kształtowaniem łopatek sprężarki. Dawniej możliwości

regulacji ograniczano do pierwszego stopnia, dziś, w najnowszych rozwiązaniach największych turbin,

jest to już u wszystkich czołowych producentów grupa pierwszych czterech stopni [1], [5], [17], [18].

To rozwiązanie umożliwia utrzymanie w poszerzonym zakresie zmian obciążenia wysokiej temperatury

spalin za turbiną gazową, co przy pracy części parowej na parametry poślizgowe daje możliwość posze-

rzenia zakresu obciążeń przy którym utrzymywana jest stosunkowo wysoka sprawność układu gazowo-

parowego jako całości.

Na rys.8 przedstawiono charakterystykę sprawności współczesnego, wysokosprawnego turbozespołu

gazowego dla pracy w cyklu prostym. Na jej tle widoczna jest charakterystyka bloku gazowo-parowego

o przebiegu typowym dla konfiguracji „tradycyjnej” oraz bloku wyposażonego w turbinę z dopalaniem

(spalaniem sekwencyjnym). W tym ostatnim przypadku możliwe jest uzyskanie charakterystyki bar-

dziej płaskiej [14] niż w rozwiązaniu ze spalaniem jednostopniowym.

6. PODSUMOWANIE

W ostatnim czasie odnotowana została wyraźna poprawa osiągów turbin gazowych największej mocy

oferowanych przez wszystkich czołowych producentów. Mamy tu do czynienia z dwoma charaktery-

stycznymi nurtami. Pierwszy to próba poszukiwania nowych, bardziej zaawansowanych rozwiązań

technologicznych, przekładających się na wyższe osiągi (klasa HA General Electric, klasa H Siemens,

klasa J oraz turbina kolejnej generacji Mitsubishi), drugi dotyczy systematycznego rozwijania spraw-

dzonych technologii, jak to jest widoczne na prezentowanym przykładzie klasy F turbin GE (podobnie

działają inni wytwórcy).

W Polsce trwa realizacja oraz szereg procedur przetargowych dotyczących nowych bloków energetycz-

nych z turbinami gazowymi wielkiej mocy [15]. Istotne jest, jakie technologie zostaną wybrane do re-

alizacji. Praktycznie wszystkie realizowane i projektowane jednostki powstają jako przeznaczone do

pracy w warunkach skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Przy relacjach cenowych

paliw jest to warunek kluczowy dla uzyskania dodatniego efektu ekonomicznego [16].

Wzrastający bardzo intensywnie poziom mocy zainstalowanej w źródłach odnawialnych, szczególnie

wiatrowych, powoduje konieczność wprowadzenia do eksploatacji źródeł zdolnych do kompensowania

niekiedy intensywnych zmian mocy generowanej przez tę kategorię siłowni. Istotne jest aby budowane

w Polsce bloki, pomimo tego, że powstają jako komponenty elektrociepłowni, były zdolne do elastycz-

nej pracy, w tym szybkich zmian obciążenia. Z tego względu praktycznie koniecznością wydaje się

konfigurowanie części parowych z członami kondensacyjnymi, które tę elastyczność w pewnej mierze

będą w stanie zapewniać.

Kolejna kwestia dotyczy eliminacji lub przynajmniej ograniczenia istotnej wady turbin gazowych –

istotnej zależności osiągów od poziomu obciążenia. Trend generowania płaskich charakterystyk spraw-

ności, choć skutkuje komplikacją konstrukcji jest bardzo wyraźny u wszystkich największych produ-

centów.

LITERATURA

[1] Gas Turbine World Handbook 2013. Project, Planning, Pricing, Engineering, Construction and

Maintenance. A Pequeot Publication, Vol. 30.

[2] Tanaka Y., Nose M., i inni: Development of Low NOx Combustion System with EGR for 1700°C-

class Gas Turbine. Mitsubishi Heavy Industries Technical Review Vol. 50 No. 1 (March 2013).

[3] Ishikawa M., Terauchi M., Komori T., Yasuraoka J.: Development of High Efficiency Gas Turbine

Combined Cycle Power Plant. Mitsubishi Technical Reviev V45 Nr1/2008.

[4] Badyda K., Miller A.: Energetyczne turbiny gazowe i układy z ich wykorzystaniem. Kaprint 2011.

[5] Ai T., Masada J., Ito E., Development of the High Efficiency and Flexible Gas Turbine M701F5 by

Applying “J” Class Gas Turbine Technologies, Mitsubishi Heavy Industries Technical Review,

Vol. 51, 1/2014.

[6] Gas Turbine World Performance Specs, 30-th edition January-February 2014 Vol.44 No 1.

[7] Matta R.K., Mercer G.D., Tuthill R.S.: Power Systems for the 21st Century – “H” Gas Turbine

Combined-Cycles. GE Power Systems (GER-3935B).

[8] Badyda K., Iwański Z.: Współczesne turbiny gazowe wielkiej mocy - uwarunkowania eksploata-

cyjne i remontowe. Materiały V Konferencji Naukowo-Technicznej Energetyka Gazowa, Zawier-

cie, październik 2013, tom II, str.163-178.

[9] Gas Turbine World 2007-2008 Handbook for Project, Planning, Engineering, Construction and

Operation. A Pequot Publication, vol. 26.

[10] Gas Turbine World 2010 Handbook. APequot Publication, vol. 28.

[11] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 w sprawie emi-

sji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola). Dziennik Urzę-

dowy Unii Europejskiej 17.12.2010 L334.

[12] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 22 kwietnia 2011 r. w sprawie standardów emisyjnych

z instalacji (Dz. U. nr 95/2011 poz. 558).

[13] Best Available Techniques (BAT) Reference Document for the Large Combustion Plants. Indu-

strial Emissions Directive 2010/75/EU (Integrated Pollution Prevention and Control JOINT

RESEARCH CENTRE. Institute for Prospective Technological Studies Sustainable Production and

Consumption Unit European IPPC Bureau. Draft 1 (June 2013).

[14] Kehlhofer R., Rukes B., Hannemann F., Stirnimann F.: Combined-Cycle Gas & Steam Turbine

Power Plants. Penwell 2009.

[15] Badyda K.: „Trendy, uwarunkowania i perspektywy budowy bloków gazowo-parowych w Polsce”.

Rynek Energii 5/2013, str.26-33.

[16] Kotowicz J., Bartela Ł.: The influence of economic parameters on the optimal values of the design

variables of a combined cycle plant. Energy 2010;35(2):911-919.

[17] FlexEfficiency *50 Combined Cycle Power Plant. Advanced power with a new standard of high

efficiency and operational flexibility. GE Energy, http://www.ge-

flexibility.com/solutions/flexefficiency-50-portfolio/index.html

[18] Städtler A., Sfar K.: The SGT-8000H Series and its advantages for the European Power Market.

Siemens AG 2014. PowerGen Europe, Cologne, Germany, June 3 - 5, 2014

STATE AND PROSPECTS OF GAS TURBINE AND COMBINED CYCLE TECHNOLOGY

DEVELOPMENT

Key words: Power Engineering, Gas Turbines, Gas and Steam Combined Cycle

Summary. Information regarding the state of technology development of heavy duty gas turbines is presented with particu-

lar focus on the progress observed in recent years. Synthetic information about the market of largest output gas turbines and

Combined Cycle Plants, current and projected emission restrictions are presented. Examples of technological solutions in

response to the key challenges are given, associated with the development of technology and the market for gas turbines

(increase of the parameters of working medium, the expectation of high flexibility, including the ability to work efficiently

at partial load).

Krzysztof Badyda, prof. dr hab. inż., zatrudniony w Politechnice Warszawskiej, na Wydziale Mecha-

nicznym Energetyki i Lotnictwa. Zastępca Dyrektora Instytutu Techniki Cieplnej PW do spraw na-

ukowych; autor wielu prac z obszaru matematycznego modelowania instalacji energetycznych, pro-

blematyki ograniczania emisji w instalacjach energetycznych, poprawy ekonomiki pracy elektrowni i

elektrociepłowni analiz awarii w instalacjach energetycznych.